RB-W 14:Informacja na temat wyników finansowych i operacyjnych za rok 2017
Firma: SERINUS ENERGY INC.Spis treści:
1. RAPORT BIEŻĄCY
2. MESSAGE (ENGLISH VERSION)
3. INFORMACJE O PODMIOCIE
4. PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ
Spis załączników:
-
Zalacznik_do_raportu_biezacego_14_2018-Serinus_Energy.pdf
-
Attachment_to_current_report_No_14_2018-Serinus_Energy.pdf
| KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | |||||||||||
|
| Raport bieżący nr | 14 | / | 2018 | |||||||
| Data sporządzenia: | 2018-03-21 | ||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | |||||||||||
| SERINUS ENERGY INC. | |||||||||||
| Temat | |||||||||||
| Informacja na temat wyników finansowych i operacyjnych za rok 2017 | |||||||||||
| Podstawa prawna | |||||||||||
| Inne uregulowania | |||||||||||
| Treść raportu: | |||||||||||
| Działając na podstawie art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. („Serinus”, „SEN” lub „Spółka”) informuje, że w Kanadzie za pomocą systemu SEDAR przedstawiane są wyniki finansowe oraz operacyjne za rok zakończony 31 grudnia 2017 roku. PODSUMOWANIE 2017 ROKU - Na produkcję roku 2017 poważny wpływ miały kwestie pracownicze i niepokoje społeczne w Tunezji. Pole Chouech Es Saida pozostaje zamknięte od 28 lutego 2017 r., co początkowo wynikało z kwestii pracowniczych. Dodatkowo pole Sabria pozostawało nieczynne od 22 maja 2017 r. do początku września 2017 r. ze względu na utrzymujące się niepokoje społeczne w południowej części kraju. Spółka wznowiła produkcję na polu Sabria, w efekcie średnie wydobycie w IV kw. 2017 r. wyniosło 396 boe/d, co stanowi spadek produkcji o 65% w stosunku do 1.131 boe/d odnotowanych w IV kw. 2016 r., głównie w następstwie przedłużającego się w IV kw. wyłączenia z produkcji pola Chouech Es Saida oraz niższego wydobycia z odwiertu WIN-12 na polu Sabria, wznowionego po okresie zamknięcia odwiertu. - W okresie IV kw. 2017 r. średnia cena ropy Brent wyniosła 61,53 USD za bbl, co w stosunku do ceny 49,19 USD za bbl odnotowanej w analogicznym okresie roku 2016, stanowiło wzrost o 25%. Średnia cena uzyskana ze sprzedaży ropy przez Spółkę w ciągu roku 2017 wyniosła 51,48 USD/bbl wobec 42,10 USD/bbl w 2016 r., co odzwierciedlało wzrost średniej ceny ropy Brent z 43,55 USD/bbl w 2016 r. do 54,25 USD/bbl w 2017 r. Średnia cena ze sprzedaży ropy uzyskana przez Spółkę w IV kw. 2017 wyniosła 56,43 USD/bbl, wobec 47,40 USD/bbl w IV kw. 2016 r., za sprawą umacniających się w 2017 r. cen ropy na rynku. - Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej za okres trzech miesięcy zakończony 31 grudnia 2017 r. były ujemne i wyniosły 6,0 mln USD (wartość ujemna), w porównaniu do 0,4 mln USD (wartość ujemna) w IV kw. 2016 r. Ujemne przepływy środków pieniężnych wynikały w głównej mierze z wystąpienia jednorazowych kosztów 4,0 mln USD, związanych ze zdarzeniem na odwiercie w Rumunii, oraz niższych o 1,5 mln USD przepływów operacyjnych generowanych z aktywów tunezyjskich. Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej (wyłączając działalność na Ukrainie) za rok 2017 były ujemne i wyniosły 7,9 mln USD, w porównaniu do 4,7 mln USD (wartość ujemna) w 2016 roku. Wykorzystane w działalności operacyjnej pozaplanowe środki w kwocie 3,2 mln USD w 2017 r. wynikały z niższych w 2017 r w porównaniu do 2016 r. o 4,0 mln USD przepływów operacyjnych w Tunezji., jednorazowych kosztów związanych z wypadkiem na odwiercie w wysokości 4,0 mln USD, kosztów transakcyjnych w wysokości 0,7 mln USD związanych z prawną instytucją „kontynuacji” (ang. continuance) oraz procesem dopuszczania akcji Spółki do obrotu na rynku AIM (Alternative Investment Market), częściowo skompensowanych poprzez niższe o 5,3 mln USD koszty ogólnego zarządu oraz niższą stratę z tytułu różnic kursowych, w wysokości 0,2 mln USD. - Strata netto za okres dwunastu miesięcy zakończony 31 grudnia 2017 r. wyniosła 18,8 mln USD (0,13 USD na akcję), w porównaniu do 27,5 mln USD straty netto (0,35 USD na akcję) za 2016 r. Strata obejmuje 5,0 mln USD (w 2016 r.: 16,8 mln USD) odpisu z tytułu utraty wartości, który ujęto w III kw. 2017 r. ze względu na utrzymujące się niskie ceny ropy naftowej i weryfikację rezerw technicznych. - Nakłady inwestycyjne w okresach trzech i dwunastu miesięcy zakończonych 31 grudnia 2017 r. wyniosły odpowiednio 3,2 mln USD i 8,9 mln USD. Większość nakładów inwestycyjnych w 2017 r. dotyczyła stacji gazowej Moftinu w Rumunii oraz reaktywacji i przyłączenia odwiertów do tego obiektu. W dniu 9 maja 2017 r. Spółka zawarła kontrakt wykonawczy EPCC (ang. Engineering, Procurement, Construction and Commissioning Contract) z Confind S.R.L. na wykonawstwo stacji gazowej o operacyjnej przepustowości 15 MMcf/d, w lokalizacji odwiertu Moftinu 1001, i obecnie prowadzone są prace budowlane, a rozpoczęcie produkcji gazu spodziewane jest pod koniec II kw. 2018 r. - W dniu 18 grudnia 2017 r. miał miejsce wypadek na odwiercie, kiedy to w trakcie rutynowych działań przygotowujących odwiert Moftinu-1001 do dalszej produkcji, nastąpiło niespodziewane uwolnienie gazu, co w następstwie spowodowało zapłon. Kontrola nad odwiertem została przywrócona 6 stycznia 2018 r. Niezwłocznie po zaczopowaniu otworu Spółka wykonała zatłoczenie otworu ciężką płuczką, a w wyniku przeglądu Spółka ustaliła, że uszczelnienie w wieszaku rur okładzinowych było poddane działaniu wysokiej temperatury i w efekcie jego szczelność jest wątpliwa. W tej sytuacji Spółka zdecydowała się na opuszczenie Moftinu-1001. Koszty związane z powyższym zdarzeniem w kwocie 4,0 mln USD zostały w całości ujęte w wyniku roku 2017. Spółka jest trakcie zgłaszania swoich roszczeń odszkodowawczych do brokera ubezpieczeniowego. Zdarzenie to wpłynęło na opóźnienie prac wykonawczych dotyczących stacji gazowej realizowanej w lokalizacji odwiertu Moftinu 1001, a rozpoczęcie produkcji gazu spodziewane jest obecnie pod koniec II kw. 2018 r. Spółka przystąpiła również do prac projektowych i pozyskiwania ofert na niezwłoczne wykonawstwo odwiertu Moftinu 1007, który zastąpiłby poprzedni i byłby zlokalizowany ok. 300 m od Moftinu-1001. Ponowne prace wiertnicze zostaną ujęte w roszczeniach ubezpieczeniowych Spółki. - Na dzień 31 grudnia 2017 r. pozostałe do spłaty zadłużenie z tytułu kwoty głównej dla kredytu z Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju („EBOR”) wynosiło 5,4 mln USD dla Kredytu Głównego i 20,0 mln USD dla Kredytu Zamiennego. Od października 2017 r. obowiązują zrestrukturyzowane warunki umów kredytowych z EBOR, co w ocenie Spółki zapewni jej odpowiednie możliwości obsługi zadłużenia, a także realizacji nakładów kapitałowych niezbędnych do rozwoju Spółki. - W dniu 24 lutego 2017 r. Spółka sfinalizowała ofertę akcji („Oferta”), przynoszącą łącznie 25,2 mln CAD brutto (24,3 mln CAD netto, po uwzględnieniu 0,9 mln USD prowizji agenta), w ramach której wyemitowano 72 mln akcji zwykłych w cenie 0,35 CAD za akcję. - Spółka poinformowała o zamiarze kontynuacji swojej działalności w Jersey oraz zamiarze wystąpienia o dopuszczenie do notowania na rynku Alternative Investment Market („AIM”), prowadzonym przez giełdę London Stock Exchange. W dniu 7 marca 2018 r. akcjonariusze Spółki zagłosowali za przeniesieniem do Jersey, a Spółka podjęła działania proceduralne dotyczące kontynuacji działalności w Jersey i notowania na AIM. Podsumowanie wyników finansowych za rok 2017 przedstawiono w załączniku do niniejszego raportu bieżącego. PODSUMOWANIE NAJWAŻNIEJSZYCH WYDARZEŃ OGÓLNYCH I FINANSOWYCH - Uzyskane w Tunezji przychody, pomniejszone o opłaty koncesyjne (ang. royalties), za okres roku zakończony 31 grudnia 2017 r. obniżyły się do 5,9 mln USD w porównaniu do 14,0 mln USD odnotowanych w roku 2016, co wynikało z niższej produkcji częściowo skompensowanej przez wyższe ceny surowców. - Przychody, pomniejszone o royalties, za okres trzech miesięcy zakończony 31 grudnia 2017 r., obniżyły się do 1,7 mln USD, z 3,7 mln USD w analogicznym okresie 2016 r., ze względu na spadek produkcji, częściowo skompensowany przez wyższe ceny surowców. - Łączna wartość zapłaconych royalties spadła z 2,0 mln USD w 2016 r. do 0,7 mln USD w 2017 roku. Spadek ten jest następstwem obniżonej produkcji, co częściowo skompensowały wyższe ceny surowców. - W 2017 r. nakłady inwestycyjne Serinusa wyniosły 8,9 mln USD, w tym 0,4 mln USD - w Tunezji, a 8,5 mln USD - w Rumunii. - W roku 2017 zostało spłacone zgodnie z harmonogramem 1,7 mln USD Kredytu Głównego EBOR oraz odsetki, w ramach przypadającej na marzec 2017 r. spłaty raty półrocznej. Na 31 grudnia 2017 r. pozostała do spłaty część kapitałowa zadłużenia z tytułu Kredytu Głównego EBOR wynosiła 5,4 mln USD. - Zmienione umowy kredytowe zapewniają zwolnienie z wymogu spełnienia wszystkich kowenantów do września 2018 r. Wszystkie wymogi dotyczące kowenantów na poziomie Tunezji zostały zniesione, a wskaźnik obsługi długu na poziomie skonsolidowanym dotyczy wyłącznie Kredytu Głównego. Minimalna wartość wskaźnika obsługi długu została obniżona do 1,3, z obowiązującej poprzednio 1,5, na poziomie skonsolidowanym i obowiązuje od grudnia 2018 r. Maksymalna wartość wskaźnika zadłużenie do EBITDA została zwiększona z 2,75 do 10,0 i obowiązuje we wrześniu 2018 r. oraz w grudniu 2018 r., a następnie wynosić będzie 2,5. Na 31 grudnia 2017 r. Spółka nie podlegała żadnym wymogom w zakresie kowenantów finansowych. DZIAŁANIA OPERACYJNE - PODSUMOWANIE - W ujęciu od początku roku produkcja zmalała o 67%, do 376 boe/d, wobec 1.124 boe/d odnotowanych w analogicznym okresie 2016 r. Spadek produkcji rok do roku wynika z zamknięcia zarówno pola Chouech Es Saida, jak i pola Sabria. Dodatkowo na wielkości produkcji pola Chouech Es Saida odbiło się niższe wydobycie w I kw. 2017 r. ze względu na wyłączenie w okresie od połowy grudnia 2016 r. do I kw. 2017 r. odwiertów CS-3 i CS-1, oczekujących na wymianę pomp i prace rekonstrukcyjne. - Wielkość produkcji za IV kw. 2017 r. zmalała o 65%, do 396 boe/d, w porównaniu do 1.131 boe/d w IV kw. 2016 r. Spadek produkcji w IV kw. 2017 r. nastąpił w wyniku zamknięcia pola Chouech Es Saida oraz niższego wydobycia z odwiertu WIN-12 na polu Sabria. - Nakłady inwestycyjne Spółki w Tunezji wyniosły 0,4 mln USD w roku zakończonym 31 grudnia 2017 r. i głównie obejmowały koszty pomp oraz części w związku z rekonstrukcją odwiertów CS-1 i CS-3 na polu Chouech Es Saida. - Nakłady inwestycyjne Spółki w Rumunii za okres trzech i dwunastu miesięcy zakończonych 31 grudnia 2017 r. wyniosły, odpowiednio, 3,2 mln USD i 8.5 mln USD. Koszty obejmowały budowę stacji gazowej Moftinu, reaktywację dwóch odwiertów, a także koszty biura w Bukareszcie. Większość kosztów IV kw. 2017 r. dotyczyła nabycia głównych podzespołów do stacji gazowej i linii przesyłowych oraz testowania odwiertów. - Koszty wypadku na odwiercie odzwierciedlają koszty związane z rozwiązywaniem sytuacji awaryjnej w Rumunii. W dniu 18 grudnia 2017 r. na odwiercie miał miejsce wypadek, kiedy to podczas rutynowych działań przygotowujących odwiert Moftinu 1001 do dalszej produkcji, nastąpiło niespodziewane uwolnienie gazu, co w następstwie spowodowało zapłon. Kontrolę nad odwiertem przywrócono 6 stycznia 2018 r. Niezwłocznie po zaczopowaniu otworu Spółka wykonała zatłoczenie otworu, a w wyniku wykonanego po tym przeglądu Spółka ustaliła, że uszczelnienie w wieszaku rur okładzinowych było poddane działaniu na tyle wysokiej temperatury, że jego szczelność jest wątpliwa. Spółka zdecydowała się na likwidację końcową odwiertu i opuszczenie Moftinu 1001. DALSZE DZIAŁANIA Spółka będzie koncentrowała się na Rumunii, stanowiącej koło napędowe wzrostu w nadchodzących latach. Projekt zagospodarowania gazu Moftinu to projekt o krótkim horyzoncie realizacji i spodziewane jest, że produkcja z odwiertów gazowych Moftinu-1000 i planowanego odwiertu Moftinu-1007 rozpocznie się pod koniec II kw. 2018 r. Spółka zawarła 9 maja 2017 r. kontrakt wykonawczy EPCC i obecnie prowadzone są prace w zakresie stacji gazowej o operacyjnej przepustowości 15 MMcf/d, a uruchomienie produkcji gazu spodziewane jest pod koniec II kw. 2018 r. Spółka prowadzi również przygotowania do programu wierceń, który stanowić ma realizację zobowiązań do wykonania prac w ramach uzyskanego przedłużenia do października 2019 r. i planuje wykonanie trzech dodatkowych odwiertów produkcyjnych (Moftinu-1003, Moftinu-1004 i Moftinu-1007). Zdaniem Spółki potencjalne wydobycie z tych odwiertów powinno móc doprowadzić do osiągnięcia przez stację pod koniec 2018 r. pełnej wydajności W Tunezji Spółka obecnie skupia wysiłki na zwiększaniu produkcji z pola Sabria, które wznowiło pracę, oraz zamierza koncentrować się na wdrażaniu niskokosztowych programów prac w celu zwiększenia wydobycia z istniejących odwiertów, co obejmuje ponowną aktywizację Sabrii N-2 oraz zainstalowanie rurek syfonowych w innym odwiercie na polu Sabria, o ile produkcja na polu naftowym może być prowadzona w bezpiecznym i zrównoważonym środowisku, oferującym wystarczającą pewność, że w dającej się przewidzieć przyszłości nie wystąpią dalsze zakłócenia produkcji. Spółka postrzega pole Sabria jako szansę na znaczny rozwój w dłuższej perspektywie. Dla pola Chouech Es Saida Spółka ocenia możliwości jego ponownego uruchomienia, co obejmuje harmonogram i koszt wymiany pomp elektrycznych w odwiercie CS-3. Spółka uważa, że skala działalności prowadzonej w Tunezji uzależniona jest od osiągnięcia i utrzymania poniższych progów opłacalności. W odniesieniu do cen ropy naftowej, dodatkowe odwierty pionowe stają się opłacalne, gdy cena ropy naftowej Brent osiąga poziom ok. 45 USD/bbl, potencjalne odwierty poziome wielohoryzontalne przesuwają próg opłacalności poniżej 30 USD/bbl dla pola Sabria. Obecna wydajność infrastruktury naziemnej pozwala jedynie na obsługę od 1 do 3 dodatkowych odwiertów dla każdego z pól: Sabria oraz Chouech Es Saida/Ech Chouech. Stacja gazowa STEG El Borma obsługująca Chouech Es Saida/Ech Chouech jest bliska osiągnięcia maksymalnej przepustowości. Dalsze zagospodarowywanie gazu na obszarze tej koncesji może się przesunąć do czasu ukończenia gazociągu Nawara, który istotnie zwiększy przepustowość. Średnia produkcja dzienna w Tunezji (przypadająca na udziały operacyjne SEN) za okres od początku. 2018 r. do końca lutego br. wynosi ok. 393 boe/d (286 bbl/d ropy, 643 Mcf/d gazu). Produkcja Spółki pozostaje w znacznym stopniu ograniczona również w I kw. 2018 r. ze względu na przedłużające się zamknięcie pola Chouech Es Saida w Tunezji oraz niższą produkcję z odwiertu WIN-12 na polu Sabria. Spółka analizuje możliwość wznowienia wydobycia na polu Chouech Es Saida w drugiej połowie roku 2018. Wielkość produkcji w 2018 r. zależy od udanego przywrócenia wydobycia na polu Chouech Es Saida oraz od kwestii bezpieczeństwa na obszarach, gdzie Spółka prowadzi działalność operacyjną i w ich okolicy, a także od ram czasowych wyżej wspomnianego programu nakładów inwestycyjnych na polu Sabria. DOKUMENTY UZUPEŁNIAJĄCE Pełne teksty „Sprawozdania kierownictwa z działalności” oraz „Sprawozdania finansowego” zostały zaraportowane w języku angielskim na stronie www.sedar.com, zaś w języku polskim i angielskim zaraportowane z wykorzystaniem systemu ESPI i będą także dostępne na stronie www.serinusenergy.com. UWAGA Określenie BOE może być mylące, szczególnie jeżeli występuje samodzielnie. Współczynnik konwersji BOE, gdzie 6 Mcf to1 bbl, wynika z metody zakładającej równoważność energetyczną w odniesieniu do danych pomiarów uzyskanych na końcówce palnika, co nie odnosi się do wartości występujących na głowicy. Niniejszy tekst stanowi tłumaczenie informacji prasowej powstałej oryginalnie w języku angielskim przekazywanej do publicznej wiadomości przez Spółkę na terytorium państwa jej siedziby poprzez system SEDAR, która jest dostępna w języku angielskim na stronie internetowej www.sedar.com po wpisaniu nazwy Spółki SERINUS ENERGY INC. pod adresem: http://www.sedar.com/search/search_form_pc_en.htm. | |||||||||||
| Załączniki | |||||||||||
| Plik | Opis | ||||||||||
| Zalacznik_do_raportu_biezacego_14_2018-Serinus_Energy.pdf Zalacznik_do_raportu_biezacego_14_2018-Serinus_Energy.pdf | |||||||||||
| Attachment_to_current_report_No_14_2018-Serinus_Energy.pdf Attachment_to_current_report_No_14_2018-Serinus_Energy.pdf | |||||||||||
| MESSAGE (ENGLISH VERSION) | |||
|
Current Report No. 14/2018 Title: 2017 Financial and Operating Results Legal basis: other regulations
Content: 2017 HIGHLIGHTS • Production in 2017 has been severely impacted due to labour issues and social unrest in Tunisia. The Chouech Es Saida field has been shut-in in since February 28, 2017, initially due to labour issues. In addition, the Sabria field was shut-in from May 22, 2017 until early September 2017, due to social unrest in the southern part of the country. The Company has restarted production at Sabria resulting in average volumes of 396 boe/d in Q4 2017, a decrease of 65% from 1,131 boe/d in Q4 2016, primarily due to the shut in of the Chouech Es Saida field in Q4 2017 and the performance of the WIN-12 well in Sabria after being shut-in. • During Q4 2017, Brent prices averaged $61.53 per bbl, as compared to $49.19 per bbl in the comparable period of 2016, an increase of 25%. Average realized crude oil prices were higher in the full year 2017, at $51.48 per bbl, compared to $42.10 per bbl in 2016, reflecting the increase in average Brent prices from $43.55 per bbl in 2016 to $54.25 per bbl in 2017. Average realized crude oil prices were higher in Q4 2017, at $56.43 per bbl, compared to $47.40 per bbl in Q4 2016, reflecting improved benchmark crude pricing in 2017. • For the three months ended December 31, 2017, funds from operations was an outflow of $6.0 million compared to an outflow of $0.4 million in Q4 2016. The negative funds outflow was primarily attributable to one-time well incident cost of $4.0 million in Romania and lower operating cashflows of $1.5 million from the Tunisian assets. For 2017, funds from operations for continuing operations (excluding Ukraine) was an outflow of $7.9 million, compared to an outflow of $4.7 million in 2016. The additional funds used of $3.2 million in 2017 was due to lower operating cash flows from Tunisia of $4.0 million in 2017 as compared to 2016, one-time well incident costs of $4.0 million, transaction costs of $0.7 million related to the Company’s continuance and AIM listing transaction, partially offset by lower G&A of $5.3 million and lower foreign exchange loss of $0.2 million. • The net loss from continuing operations for the year ended December 31, 2017 was $18.8 million ($0.13 per share), compared to a net loss from continuing operations of $27.5 million ($0.35 per share) in 2016. Included within this loss was asset impairment of $5.0 million (2016: $16.8 million), reflecting an impairment charge taken during Q3 2017 based on sustained low commodity prices and negative technical revisions. • Capital expenditures of $3.2 million and $8.9 million were incurred for the three and twelve months ended December 31, 2017, respectively. The majority of capital expenditures for 2017 were focused on the construction of the Moftinu gas facility in Romania and the reactivation and tie in of wells to this facility. On May 9, 2017, the Company entered into an EPCC contract with Confind S.R. L. for the construction of a 15 MMcf/d gas plant at the Moftinu 1001 well location, construction is ongoing with first production expected in late Q2 2018. • On December 18, 2017, the Company suffered a well incident whereby during routine operations, to prepare the Moftinu 1001 well for future production, an unexpected gas release occurred and subsequently ignited. The well was subsequently brought back under control on January 6, 2018. Immediately following the capping operation, the Company performed a flow-kill operation and following a period of evaluation determined that the casing bowl assembly had been exposed to sufficient heat that its integrity was questionable. As such the Company has abandoned the Moftinu 1001 well. The costs associated with the above emergency operations are fully provided in the year end 2017 numbers in an amount of $4.0 million. The Company is in the process of completing its insurance coverage claim with its insurance broker. The impact of the well incident is that the construction of the gas facility, which is located on the wellsite of the Moftinu 1001 well, has been delayed with first production now expected late in Q2 2018. The Company has also initiated planning and tendering for the immediate drilling of a replacement well, Moftinu 1007, located approximately 300 metres from the Moftinu 1001 well site. The redrill will form part of the Company’s insurance claim. • As at December 31, 2017, the outstanding principal on the debt held with the European Bank for Reconstruction and Development (“EBRD”) was $5.4 million under the Senior loan and $20.0 million under the Convertible loan. Effective October 2017, the terms of the loan facilities with the EBRD were restructured, which the Company believes provides the appropriate balance to be able to meet the debt servicing requirements while also being able to make the capital investments necessary to grow the Company. • On February 24, 2017 the Company closed an equity offering (“the Offering”) for aggregate gross proceeds of CAD$25.2 million (net CAD$24.3 million, after agents’ fees of CAD$0.9 million) by issuing 72 million common shares are a price of CAD$0.35 per share. • The Company has announced its intent to continue to Jersey and seek admission to the AIM market to the London Stock Exchange. On March 7, 2018, the Company’s shareholders voted in favour of the continuance to Jersey. The Company is therefore proceeding with the process to continue to Jersey and to list on AIM.
Summary of 2017 Financial Results is presented in the attachment. General & Financial Highlights • Revenue, net of royalties, from Tunisia for year ended December 31, 2017 decreased to $5.9 million, compared to $14.0 million in 2016, due to lower production partially offset by higher commodity prices. •For the three months ended December 31, 2017, revenue net of royalties decreased to $1.7 million, from $3.7 million in the comparative period of 2016, due to lower production partially offset by higher commodity prices. • Total royalties decreased from $2.0 million in 2016 to $0.7 million in 2017. This decrease was due to lower production partially offset by higher commodity prices. • Serinus made capital expenditures of $8.9 million in 2017, of which $0.4 million and $8.5 million were in Tunisia and Romania respectively. • In 2017, $1.7 million of the EBRD Senior Loan, including interest, was repaid from scheduled semi-annual installment paid in March 2017. As at December 31, 2017, the principal outstanding under the Senior Loan was $5.4 million.
• The restructured agreements provide relief from covenants until
September 2018. All covenant requirements at the Tunisia level have been
removed and the debt service coverage ratio at the consolidated level is
now only applicable to the Senior Loan. The debt service coverage ratio
changed to a minimum of 1.3 times from 1.5 times previously at the
consolidated level and is effective from December 2018. The debt to
EBITDA ratio has been increased from a maximum of 2.75 times to 10.0
times at September 2018 and December 2018 and then to 2.5 times
thereafter. At December 31, 2017, the Company was not subject to any
financial covenants. Operational Highlights • On a full year basis, production decreased by 67% to 376 boe/d, compared to 1,124 boe/d in the prior year. The decrease year over year was due to the shut-in of both the Chouech Es Saida and Sabria fields. The production volumes at Chouech Es Saida were additionally impacted in Q1 2017 by lower production due to the CS-3 and CS-1 wells which went down in the middle of December and remained off-line in the first quarter pending pump replacement and workovers. • Production volumes decreased by 65% in the fourth quarter 2017 to 396 boe/d, as compared to 1,131 boe/d in the fourth quarter of 2016. The decrease in production in Q4 2017 was attributable to the shut-in of the Chouech Es Saida field and lower volumes from the WIN-12 well in Sabria. • In Tunisia, the Company incurred capital expenditures of $0.4 million for the year ended December 31, 2017, which primarily included costs for pumps and parts in preparation of workovers on the CS-1 and CS-3 wells in Chouech Es Saida. • In Romania, the Company incurred expenditures of $3.2 million and $8.5 million for the three and twelve months ended December 31, 2017, respectively. The expenses consisted of the construction of the Moftinu gas facilities, reactivation of two wells and costs associated with the Bucharest office. The majority of the costs in Q4 2017 relate to the procurement of major components of the gas plant and flowlines and well testing. • Well incident costs reflect the costs associated with dealing with the emergency situation in Romania. On December 18, 2017, the Company suffered a well incident whereby during routine operations, to prepare the Moftinu 1001 well for future production, an unexpected gas release occurred and subsequently ignited. The well was subsequently brought back under control on January 6, 2018. Immediately following the capping operation, the Company performed a flow-kill operation and following a period of evaluation determined that the casing bowl assembly had been exposed to sufficient heat that its integrity was questionable. As such the Company has plugged and abandoned the Moftinu 1001 well.
Outlook The Company is focusing on Romania as the impetus for growth over the next several years. The Moftinu gas development project is a near-term project that is expected to begin producing from the gas discovery well Moftinu-1000 and the planned Moftinu 1007 in late Q2 2018. The Company signed an engineering, procurement and construction and commissioning contract on May 9, 2017 and construction of a gas plant with 15 MMcf/d of operational capacity is progressing with expected first gas production late Q2 2018. The Company is also progressing the drilling program to meet work commitments for the extension to October 2019 and plans to drill three additional development wells (Moftinu-1003 and Moftinu-1004 and Moftinu-1007) The Corporation sees potential production from these wells being able to bring the gas plant to full capacity by late 2018. In Tunisia, the Company is currently focusing on improving production from Sabria following the shut-in and plans to focus on carrying out low cost incremental work programs to increase production from existing wells, including the Sabria N-2 re-entry and installing artificial lift on another Sabria well, having determined that production at its oil field can be restarted in a safe and secure environment with sufficient comfort that there will be no further production disruptions for the foreseeable future. The Corporation views Sabria as a large development opportunity longer term. For the Chouech Es Saida field, the Company is evaluating the restart of the field including timing and costs to replace the electric submersible pump for the CS-3 well. The Company views the level of activity pursued in Tunisia as dependent on the following thresholds being achieved and maintained. In terms of oil prices, incremental vertical wells become economic at Brent oil prices of ~$45/bbl, with potential multi-leg horizontal wells lowering the threshold to below $30/bbl in Sabria. The current capacity of surface facilities would only allow for 1 to 3 incremental wells for each of Sabria and Chouech Es Saida/Ech Chouech. As well for Chouech Es Saida/Ech Chouech, the STEG El Borma gas plant is nearly at its effective capacity. Further gas developments from this concession may have to be delayed until the completion of the Nawara Pipeline for material gas pipeline capacity to come online. Average working interest production in 2018 in Tunisia to the end of February was approximately 393 boe/d (286 bbl/d of oil, 643 Mcf/d of gas).
The Company’s production continues to be significantly curtailed in the
first quarter of 2018 as a result of the continued shut-in of the
Chouech Es Saida field in Tunisia, and the and lower volumes from the
WIN-12 well in Sabria. The Company is evaluating the restart of the
Chouech Es Saida field in the latter part of 2018. Full year production
for 2018 is dependent on the successful the restart of production at the
Chouech Es Saida field and the security and safety issues in and around
our areas of operation, as well as the timing of the above mentioned
capital program in Sabria. Supporting Documents The full Management Discussion and Analysis (“MD&A”) and Financial Statements have been filed in English on www.sedar.com and in Polish and English via the ESPI system, and will also be available on www.serinusenergy.com. Cautionary Statement: BOEs may be misleading, particularly if used in isolation. A BOE conversion ratio of 6 Mcf:1 bbl is based on an energy equivalency conversion method primarily applicable at the burner tip and does not represent a value equivalency at the wellhead.
This text contains translation of the original news release in English, which has been filed by Company in Canada (country of its registered office) by way of the SEDAR system and is available at the website www.sedar.com by entering the Company name at http://www.sedar.com/search/search_form_pc_en.htm . | |||
| PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ | |||||
| Data | Imię i Nazwisko | Stanowisko/Funkcja | Podpis | ||
| 2018-03-21 | Jeffrey Auld | Prezes i Dyrektor Generalny (CEO) | Jeffrey Auld | ||
Cena akcji Serinus
Cena akcji Serinus w momencie publikacji komunikatu to None PLN. Sprawdź ile kosztuje akcja Serinus aktualnie.
W tej sekcji znajdziesz wszystkie komunikaty ESPI EBI Serinus.
